Hasta hace muy poco, un batería En una empresa o polígono industrial era un coste de capital con tres justificaciones: autoconsumo solar (aprovechar los excedentes generados por las placas instaladas), recorte de picos de demanda reducir la potencia contratada (lo que en la jerga del sector se llama Peak Shaving) y atrás ante los recortes (más aún tras el apagón del año pasado).

Su venganza movido entre cinco y ocho añosen el mejor de los casos.

La lógica era defensiva: salvar y proteger. Hoy, esa ecuación ha cambiado, principalmente por razones regulatorias.

Real Decreto 88/2026, publicado en el BOE en febreroregula por primera vez en España la figura del agregador independiente y abre la puerta para que cualquier activo de almacenamiento conectado a la red participe en mercados de flexibilidad.

Red Eléctrica y la CNMC Se ha trabajado durante el segundo trimestre en los procedimientos operativos para articularlo. El marco es, en términos prácticos, operativo.

De esta forma, una batería en un punto de consumo empieza a generar ingresos de varias formas al mismo tiempo. En la jerga financiera, esto se llama acumulación de ingresos.

Vayamos por partes. Él primera entradalo que ya sabemos, es el ahorro en factura que acabamos de mencionar: optimización del autoconsumo solar, gestión de las condiciones de potencia contratada y arbitraje horario en el pool diario -el mercado mayorista donde se fija el precio horario de la electricidad-; donde las diferencias intradía se han ampliado significativamente con la entrada masiva de las renovables.

Él segundo ingresoahora accesible vía agregadores la participación en servicios de ajuste del sistema; los mecanismos con los que Red Eléctrica paga a los activos capaces de subir o bajar potencia en cuestión de segundos o minutos para mantener el equilibrio de la red en tiempo real (lo que en la jerga del sector se llama regulación secundaria y terciaria y restricciones técnicas).

Análisis sectoriales recientes sitúan el potencial medio en torno a 180.000 euros por MW instalado al año, con picos históricos superiores a los 270.000 euros en 2022.

Él tercer ingreso es el mercado Respuesta Rápida a la Demanda Activa (SRAD), un mecanismo por el que un consumidor industrial se compromete a reducir su consumo cuando el sistema tiene un pico de demanda y a cambio recibe una retribución por estar disponible: la última subasta se cerró con 296.000 euros por MW al año como precio máximo, con un potencial medio en torno a los 30.000 euros por MW al año.

y el habitacióntodavía en desarrollo, son el futuro mecanismos de capacidad —pagos por estar disponibles para garantizar/proporcionar suministro en momentos críticos del sistema—, que se irán sumando a esta cascada en los próximos años.

Activo financiero en un mercado volátil

Analicemos los números, que es lo que necesita un director financiero. Una batería de 1 MW de potencia y 4 MWh de capacidad, instalada junto a una planta fotovoltaica de 800 kWp, puede generar entre 200.000 y 250.000 euros al año de valor combinado si se suman servicios de ahorro de facturas, arbitraje y ajuste; y esa cifra aumenta en años de mayor volatilidad de precios.

Eso, sin contar el valor evitado de un apagón: para una industria que factura, para dar una referencia, 100.000 euros al día y opera 24 horas al día, 7 días a la semana, doce horas sin red equivalen a 50.000 euros de margen perdido. No es un seguro: es un flujo de caja recurrente más una pérdida evitada.

Cualquiera que esté familiarizado con la lógica de los activos energéticos a gran escala reconocerá el patrón: el almacenamiento distribuido se está comportando como una nueva clase de activo financiero, con flujos de ingresos diversificados y una correlación natural con la volatilidad del sistema. Cuanto más volátil es el mercado eléctrico -y todo indica que será más, no menos, en los próximos años-, más rentables son las baterías.

La paradoja casi poética es que las mismas tecnologías que generan parte de esta volatilidad (la energía fotovoltaica y la energía eólica) también generan demanda de los activos que la monetizan.

Ésta es también la razón por la que el capital institucional está volviendo rápidamente su mirada hacia este segmento. Al igual que ocurrió con la energía fotovoltaica hace una década, los fondos de infraestructura, los administradores de deuda especializados y los vehículos financieros están comenzando a tratar el almacenamiento detrás del medidor como una clase de activo financiable, empaquetable y transferible.

Se refiere a baterías instaladas dentro de las propias instalaciones del cliente, no en plantas independientes conectadas a la red de transporte. Lo que alguna vez fue la fotovoltaica “lista para construir” –proyectos con permiso de acceso, conexión y ubicación que cambiaron de manos incluso antes de que se instalara el primer panel– comienza a replicarse con baterías.

Con una diferencia relevante, eso sí: la batería tiene una dualidad de retorno que la solar pura no tenía. Genera ahorro para la empresa donde está conectado físicamente y, simultáneamente, ingresos para quien lo ha financiado a través del agregador. Es exactamente el mismo principio que el del propietario que alquila su tejado a un tercero para instalar paneles y verter energía a la red, repartiendo luego una parte del beneficio: la estructura jurídica y financiera ya existe; lo que cambia es el activo subyacente.

Tras el boom solar, llega la curva de baterías de Gartner.

Conviene, sin embargo, decir con la misma claridad lo que este movimiento no garantiza. No todas las baterías instaladas en algún momento generarán los ingresos que sugieren los promedios del mercado. La rentabilidad real depende de tres condiciones simultáneas que no siempre se cumplen.

La primera es la curva de consumo del cliente donde está instalado el activo: los servicios de ajuste y regulación secundaria y terciaria necesitan un consumo razonablemente estable y predecible sobre el que aumentar y disminuir potencia, y eso descarta de entrada perfiles muy intermitentes.

El segundo es la geografía: SRAD, por ejemplo, no está disponible en todas las zonas de regulación (las áreas geográficas en las que se divide la red para su gestión) y no todos los clientes están dispuestos o son capaces de asumir el compromiso operativo que requiere.

El tercero, menos visible para quienes vienen de fuera del sector, es operativo: verdaderamente monetizar un activo agregado requiere conectarlo a un centro de control 24 horas al día, 7 días a la semana -una sala de mercado operativa siete días a la semana- capaz de ofertar, gestionar liquidaciones y responder a activaciones en tiempos muy cortos, y esa infraestructura no se improvisa.

Advierto esto porque, como ocurre en cualquier mercado emergente con altos rendimientos teóricos, la especulación con potencial financiero tiende a adelantarse a la realidad operativa: van a aparecer paquetes de baterías cuyos números modelados no se mantendrán cuando el activo real entre en operación. Lo que separará un buen activo de uno mediocre en este sector no será la teoría de la acumulación de ingresos, sino la calidad de la ubicación, la disciplina del consumidor y la capacidad operativa del agregador.

Nuevos modelos para desbloquear proyectos.

Hay un factor estructural adicional que conviene poner sobre la mesa: en España, alrededor del 80% de las subestaciones se encuentran hoy sin capacidad disponible para nuevos accesos.

Esto significa que cualquier empresa que necesite ampliar su energía (un almacén que crezca, una flota que se electrifique, un centro de datos que se conecte) enfrenta plazos de varios años o una imposibilidad técnica directa.

El almacenamiento detrás del medidor de tamaño personalizado está resolviendo ese cuello de botella sin esperar a la red. Y desde un punto de vista financiero, eso significa que el activo no sólo genera ingresos: también desbloquea el resto del proyecto industrial.

La pregunta razonable en este punto es: ¿por qué no todas las empresas lo hacen? La respuesta, hasta hace muy poco, era la barrera del CAPEX. Una microrred competitiva requiere una inversión inicial importante, y los comités de inversión de muchas empresas prefieren destinar ese capital al negocio principal.

Aquí la respuesta del mercado ha sido el giro hacia modelos de servicio: en lugar de adquirir el equipo, contratar una cuota mensual que incluye instalación, mantenimiento, conectividad y telegestión -en nuestro caso lo llamamos full&RENT-, con opción a compra en cualquier momento.

La microrred deja de ser una partida del balance y pasa a ser una partida OPEX predecible y deducible. Para muchas direcciones financieras, esto es lo que ha hecho fracasar la decisión.

Lo interesante, y quiero dejarlo claro aquí, es que la oportunidad tiene una ventana. La regulación del agregador independiente se desplegará por fases, los plazos de instalación son largos y las primeras empresas que se posicionen captarán más años de ganancia apilado que los que entran más tarde. España es también una de las geografías más atractivas de Europa para el almacenamiento distribuido: alto recurso solar, alta volatilidad del pool, regulación recientemente actualizada y un tejido industrial intensivo en energía que necesita ser protegido.

Las empresas que primero entienden esta ecuación no sólo se protegen a sí mismas del próximo apagón: generan ingresos hasta que llega ese apagón, y son las únicas que siguen operando cuando ocurre.

Hace un año, una batería era una póliza de seguro. Hoy es un activo financiero.

*** Borja Santos es cfundador y director ejecutivo de full&fast